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此外,报告还预计东北和西北区域电力供应能力过剩,华北区域电力供需总体平衡、蒙西和山西富裕,华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。预计全年发电设备利用小时3750小时左右,其中火电设备利用小时将降至4050小时左右,比上年降低300小时左右。
“针对下半年电力形势的整体情况,我们对电力从业者和投资者提出了以下四点建议。”梁维列说。
首先,应有效控制煤电新开工规模,促进各类电源健康有序发展。
在当前全国电力供需形势总体宽松、部分地区过剩的背景下,大力推进电力供给侧结构性改革,关键是要有效控制煤电新开工规模,优化增量结构。一是有效控制煤电新开工规模。地方政府及发电企业应严格贯彻落实国家关于煤电有序发展的相关文件,密切关注煤电规划建设风险预警提示,科学确定和有效控制煤电新开工规模,逐步缓解煤电产能过剩现状。
二是坚持集中与分布式相结合的原则发展新能源。在具有消纳能力的地区按规划有序推进风电、光伏发电发展;积极推动中东部地区分散式、分布式新能源开发,实现低压并网就地消纳;鼓励大型发电企业积极参与分布式发电开发。
其次,应坚持输出与就地消纳并重,推广实行峰谷分时电价,用辅助服务等市场机制着力解决弃水、弃风和弃光问题。
一是扩大可再生能源在更大范围内的平衡消纳能力。采取有效措施,充分利用现有跨省区输电通道,结合规划加快跨省区输电工程特别是可再生能源基地外送通道建设,确保现有可再生能源过剩能力得到更大范围消纳、新增发电能力能及时送出。
二是提高可再生能源发电就近消纳能力。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用,鼓励可再生能源参与电力直接交易,推进可再生能源与火电发电权交易置换,以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电,促进可再生能源就近消纳。
三是推广实行峰谷分时电价。结合电力交易市场的建立和发展,加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用;加强需求侧管理,适当加大峰谷电价差,促进低谷电能消费、提高电网负荷水平;完善阶梯电价制度,促进居民用电增长。
四是加快建立辅助服务市场,提高系统综合调峰能力。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制,充分挖掘电力系统现有调峰潜力,鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组,合理补偿云南等地区火电机组保安备用功能,认真贯彻落实国家能源局《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》(国能综电力〔2016〕397号),尽快推进火电灵活性试点项目的实际改造,积累运行经验,在总结试点经验的基础上逐步推广应用。
再次,应统筹电力改革与行业发展、稳妥推进各项改革,避免行业风险聚集。
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